提电价，限煤价，历史再次以惊人相似的一幕上演。政府的调控，确实解了燃眉之急。这种情形下，山西作为能源大省更应付出实践来探索——
兔年的年终岁末，煤电博弈又一次升级。11月，在缺煤、保电的双重压力之下，省内10余家发电企业负责人集体赴京，要求调高电价。一时间，“请愿”已成为全国电厂困境的缩影，调高电价之声愈发高涨。
11月30日，国家发改委提电价限煤价政策正式出炉。此次调价，是今年国家发改委第三次调整上网电价，第二次上调销售电价，也是自2004年以来我国销售电价调整幅度最大的一次。
煤电角力会带来什么样的影响?在全国能源供应一盘棋的形势下，山西煤炭和电力扮演了什么角色，又发挥着怎样的作用?
目前山西电厂不缺煤
在我国电力供应结构中，火力发电仍是主力。2010年，我国发电装机容量9.6亿千瓦，其中火电7.0亿千瓦，占全部装机容量的70%多。
我省也不例外。截至11月底，全省发电装机容量4850万千瓦，同比增加583万千瓦。其中，火电4511万千瓦，水电243万千瓦，尾气、余热发电141万千瓦，风电84万千瓦，煤层气发电37万千瓦，生物质发电12万千瓦。
据资料显示：12月7日18时04分，全省电网最大负荷达到2273.3万千瓦，今年第11次创历史新高。在水电发电能力较弱、新能源建设进程不快的背景下，能否保证迎峰度冬期间火电企业的电煤供应，已经引起各界广泛关注。
眼下，我省正进入冬季电力能源需求高峰。省内的电厂还缺煤吗?
省电力公司的一份报告显示，截至11月底，省调电厂库存电煤326万吨，平均可用天数16天，比上月末增加107万吨。全省发电量累计完成2133.04亿千瓦时，同比增长9.67%。
省电监办一位工作人员解释，一般电厂库存电煤平均可用天数正常水平应维持在10天至15天左右，7天为库存警戒线。我省的库存电煤平均可用天数保持在16天，这足以说明，目前全省电厂电煤存储正常，电力供需平衡，不存在缺煤少电的情况。
近年来，我省通过大力实施煤炭资源整合煤矿兼并重组和电力工业调整振兴规划，全省煤炭和电力企业快速发展，煤炭产能和电力装机规模不断扩大，煤炭产量、外销量和发电量、外送电量持续增加，为保障国家能源需求提供了重要的支撑、作出了重大的贡献。
但是，煤炭价格的持续上涨，使处于产业下游的火力发电企业的日子很不好过。煤炭是火电企业的主要原料，占火电成本的约80%。尽管煤炭企业与火电企业签订了重点煤供货合同，但由于合同煤的价格与市场煤价之间往往有两三百元不等的价差，煤炭企业供应合同煤的积极性自然不高。
在此情况下，电力企业不得不到市场上去买煤补充，这又推高了市场煤的价格。而市场煤价格上涨以后，发电企业又不能主动调整电价，无法快速将增加的燃料成本转嫁出去，亏损自然不可避免。
“这就是我们的发电企业坐在煤堆上还要接受亏损的现实。”一位业内人士向记者表示，“市场煤、计划电”的怪圈让不少火电企业步履维艰。前不久，我省中南部13家火电企业就因经营情况恶劣，表示无力购买电煤，请求政府支援。
对此，为进一步帮扶电力企业正常运营，我省在千方百计解决长期困扰电力工业发展有关问题的同时，及时协调解决电力企业当前急需解决的困难，对生产经营比较困难的9户央企和省外在晋火电企业，由省财政给予资金借款。同时，由省煤炭厅组织煤炭企业增加1000万吨的重点合同电煤保证供应。
“煤荒”导致“电荒”是认识误区
近日，有个别媒体报道，全国出现“电荒”，原因是“煤荒”引起的。真实情况是这样吗?
我省作为产煤大省，产销均保持较快增长态势，煤炭库存保持合理水平，煤炭供应能力充足。1月至10月，全省累计完成原煤产量70978万吨，同比增加11773万吨，增长19.89%。其中煤炭出省运量累计完成48794万吨，同比增长5530万吨，增幅12.78%。
今年前9个月全国煤炭产量累计完成26.91亿吨，同比增加2.91亿吨，增长11.6%；全国煤炭销量累计完成26.36亿吨，同比增长13.1%。全社会煤炭库存9月末为2.25亿吨，比年初增长3.6%；煤炭企业库存为5020万吨，比年初下降1.6%。截至10月末，全国重点发电企业存煤7488万吨，比9月末增加1033万吨，可用天数21天，比9月末上升4天。
可见，并不存在全国范围内电煤供应短缺、供不应求的问题。个别媒体和一些电力企业之所以制造“煤荒、电荒”的论调，根源在于其思想上存在认识误区。
一是把局部性、季节性、时段性缺煤、缺电，看做全国性、长期性的“煤荒、电荒”。个别省市如湖南、湖北出现的电力供应偏紧的情况具有局部性。今年以来我国南部部分省市持续干旱，来水偏枯，致使水电出力不足，全国水电增速大幅度下滑，加大了对火电的需求。今年以来国际煤价大幅提高，在国际煤价高于国内煤价吨煤100元左右情况下，部分国内沿海电厂减少甚至停止了境外煤的采购，转向采购境内煤，也增加了对国内煤炭的需求。
此外，铁路建设不平衡，运力依然紧张，仍然是制约煤炭运输的重要因素，致使局部地区缺煤。据了解，北部的煤从中部进入华中的湖南等省，要经过四个铁路局，调整排空计划需要做大量的组织协调工作。
二是把结构性缺电的“板子”打在煤企身上。当前的缺电仍是结构性缺电，根本原因是经济结构不合理、增长方式粗放、过多依赖能源消耗。今年一些高耗能行业过度发展的势头未能得到有效控制，部分省市高耗能产业过度增长，增加了对电力的需求。今年以来，我国主要耗能产品大幅度增加，拉动电力需求持续快速增长。有专家透露，南方某省经济增速实际可达30%以上，对电力的需求自然是水涨船高。
三是把内部经营出现的问题统统归结于煤企和煤价。当前国家实行紧缩货币的信贷政策，贷款利率提高，对严重依赖贷款的电力企业来说无疑是雪上加霜。流动资金的紧张短缺，导致经营不善的电力企业没“活钱”买煤，只能采取2台机组发1台，或者直接停机检修。
有媒体透露，五大电力企业的利润尚不够还贷。由于资金短缺，因此到了冬季储煤的旺季，电厂囤煤的积极性不高。
专家认为，面对市场环境变化，电企应该主动适应，怨天尤人于事无补，变相“逼宫”更不可取。根本出路是，着眼电力工业未来发展，着力解决深层次矛盾，加大内部结构调整力度，推进电力体制的进一步改革和理顺电力价格形成机制。
保煤为了保电，保电就是保煤
山西作为国家重要的煤炭生产与外调大省，长期以来源源不断、不计代价地保证煤炭供应。严格落实国家相关政策，确保合同电煤价维持不变。
我省各煤炭生产、经营企业尤其是各国有重点煤炭集团严格遵守国家规定，在日常运行中切实做到重点电煤合同价格不变，不变相涨价。包括山西焦煤集团在内的省属煤炭企业，一直坚持稳定价格、保证质量的原则，确保煤炭供应。
今年以来，山西纳入国家监控的重点合同电煤均维持在去年年底的价格水平，远低于市场煤价格。5500大卡下水煤秦皇岛平仓价为595元，比市场价低250元/吨，直达车板价为483元-520元，比市场价低110元。
而电厂由于资金链非常紧张，不能及时预付或预付款不足，加之历史欠账未清，一定程度影响了煤炭的供应。如省内的太原一电厂欠煤炭款1.9亿元，太原二电厂欠3.84亿元；襄樊电厂、华电青岛等电厂十列煤计划只能付两至三列的煤款，拖欠明显增多。
近年来，山西省内电厂装机能力快速增长，对煤炭的需求也快速上升。自10月中旬以来，煤炭可用天数在一周上下浮动。省内煤炭需求及企业自用煤量上涨，资源总量上也有一定的压力。
山西目前处于煤矿企业兼并重组整合后的建设改造阶段，大多整合矿尚未投入生产，原国有重点矿本部矿井资源接近枯竭、开采深度和难度加大，产量有所下降。且各大煤企积极推进转型发展，企业自备电厂、煤化工等项目陆续开工或投产，企业自身煤炭耗用量大幅度上升。
冬季用电、供热高峰期已来临。山西为了确保群众正常生活和企业正常运转，想方设法确保煤炭供应。取暖供热货源量加大。
省煤炭厅副巡视员侯文锦介绍，当前，省政府及其有关部门加大对各类煤矿企业的指导力度，在确保安全的前提下，组织好煤炭的均衡稳定生产。加强煤炭销售宏观调控工作，落实煤炭货源，加大对履行合同的监管力度。做好日常运行监测分析，及时把握市场变化，协调解决倾向性、突出性问题。严格落实国家相关政策，确保重点合同电煤价格维持不变。
据中国煤炭工业协会研判，今冬明春我国国民经济将继续保持平稳较快增长，煤炭需求仍将适度增加。煤炭市场仍将维持当前供需基本平衡，区域性偏紧的态势。
